Рис.4.16. Вакуумный выключа­тель BB/TEL-10:

/ — неподвижный контакт ВДК;

2 — вакуумная дугогасительная камера; 3 — подвижный контакт ВДК; 4 — гибкий токосъем; 5 — тяговый изолятор; 6 — пружина поджатия; 7— верхняя крышка; 8 — кольцевой магнит; 9 —якорь; 10— отключающая пру­жина; // — катушка; 12—ниж­няя крышка; 13 — вал; 14 — плас­тина; 15—постоянный магнит; 16— герконы (контакты для внешних вспомогательных цепей)

Поперечные профили набережных и береговой полосы: На городских территориях берегоукрепление проектируют с учетом технических и экономических требований, но особое значение придают эстетическим.

Папиллярные узоры пальцев рук — маркер спортивных способностей: дерматоглифические признаки формируются на 3-5 месяце беременности, не изменяются в течение жизни.

Механическое удерживание земляных масс: Механическое удерживание земляных масс на склоне обеспечивают контрфорсными сооружениями различных конструкций.

Общие условия выбора системы дренажа: Система дренажа выбирается в зависимости от характера защищаемого.

Контакт-центр: +7 (7152) 500-666

Для улучшения надёжности электроснабжения

В АО «Северо-Казахстанская Распределительная Электросетевая Компания» отдают предпочтение установке современного и передового во всех отношениях оборудования в области электроэнергетики. В 2014 году компания впервые при замене старого оборудования применила не имеющие аналогов в Казахстане высоковольтные вакуумные выключатели классом напряжения 110 кВ. Уникальное оборудование позволило энергетикам повысить уровень эксплуатации и надёжность электроснабжения потребителей г. Петропавловска и Северо-Казахстанской области.

Высоковольтные выключатели предназначены для коммутации электрических высоковольтных цепей при нормальных и аварийных режимах работы: когда на линии электропередачи возникает технологическое нарушение, выключатели автоматически разрывают линию во избежание повреждения.

В настоящее время подобное оборудование уже установлено на подстанции 110/35/10 кВ «Литейная» Мамлютского района (2 выключателя). В 2015 году работы по замене устаревших масляных выключателей, давно исчерпавших срок своей службы, будут продолжены – установят ещё 5 высоковольтных выключателей ВРС-110 кВ.

«Реконструкция силового оборудования в высоковольтных сетях 110 кВ ведётся в компании с 2012 года. Проанализировав статистику аварийных отключений на сетях компании, мы пришли к выводу, что замена масляных выключателей ВМТ-110 кВ на современные высоковольтные вакуумные выключатели ВРС-110 кВ значительно улучшит ситуацию. Ранее компания предпринимала попытку внедрения другой технологии – элегазовых выключателей, однако данное оборудование оказалось чувствительным к климатическим условиям Северного Казахстана», – отмечает главный инженер АО «Северо-Казахстанская РЭК» Виталий Фесько.

Современные вакуумные выключатели типа ВРС-110 имеют следующие преимущества: солидный ресурс коммутации (рассчитан на 10 000 циклов включения/выключения, что вдвое превышает возможности масляных выключателей ВМТ), минимальные расходы по эксплуатации (нужно лишь изредка смазывать и осматривать), длительный срок работы (рассчитан на 25-летнее использование).

«Еще одной важнейшей особенностью ВРС-110 (как и вообще вакуумных выключателей) является широкий температурный диапазон: если элегазовые и масляные выключатели нужно при сильном морозе подогревать, то вакуумные выключатели без подогрева работают даже при минус 60° С. Важно также, что вакуумные выключатели, в том числе ВРС-110, не загрязняют окружающую среду», – рассказывает начальник службы подстанций АО «Северо-Казахстанская РЭК» Сергей Фоминых.

Всего на реконструкцию и модернизацию электрических сетей АО «СК РЭК» в 2015 году будет направлено более 1 млрд тенге в рамках инвестиционной программы предприятия.

Отдел по связям с общественностью
АО «СЕВКАЗЭНЕРГО»

Испытания масляных выключателей

Масляный выключатель представляет собой разновидность автоматических выключателей и предназначен для распределения и управления мощными потоками электричества, благодаря чему обеспечивает надежную работу электрических систем в аварийных ситуациях. Главной задачей данного устройства является защита от короткого замыкания в случаях высокого напряжения энергосистем. Подавление электрической дуги в масляном выключателе происходит в масле. Он является одним из первых коммутационных агрегатов для защиты электроустановок, работающих под высоким напряжением.

Разновидности масляных выключателей

Существует несколько разновидностей:

1. горшковые выключатели, их же называют маломасляными. Данный тип отличается малыми размерами и необходимостью контроля количества масла. В данном устройстве масло служит лишь для выделения газа, с помощью которого происходит гашение электрической дуги;
2. баковые масляные выключатели пользуются большей популярностью на предприятиях с высоким напряжением электрической сети. Отличается данный тип содержанием большого количества масла, габаритами и является взрывоопасным.

Масляные выключатели необходимо размещать в закрытом помещении, которое было бы безопасным от пожаров и воздействия любых взрывоопасных химических элементов.

Максимальный заявленный срок службы масляных выключателей равен 25 годам. На практике бесперебойная работа до полного капитального ремонта равна 8 годам. Также регулярно следует проводить испытания масляных выключателей, которые представляют собой комплекс профилактических работ, включающих в себя измерение сопротивления изоляции и тока, проверку срабатывания в аварийных ситуациях и испытания трансформаторного масла. Периодичность испытаний должна быть не реже 1 раза в 4 года, именно поэтому к данному вопросу стоит отнестись максимально серьезно.

Испытания масляных выключателей

При вводе оборудования в промышленную эксплуатацию производятся следующие виды испытаний:

1. Оценка уровня сопротивления изоляции; 2. Тестирование вводов; 3. Проверка уровня изоляции стенок бака и устройств, ответственных за гашение электрической дуги; 4. Измерение показателей сопротивления при воздействии постоянного тока; 5. Оценка скоростных параметров устройств; 6. Измерение траверса; 7. Оценка процесса замыкания контактов; 8. Оценка процесса размыкания контактов. 9. Оценка возможностей оборудования

Испытаниям масляных выключателей предшествует визуальный осмотр оборудования направленный на проверку целостности изоляции, оценку уровня масла и состояния проводов. Дальнейшее тестирование устройства осуществляется в собранном состоянии и производится квалифицированным персоналом, специализирующемся на обслуживании подобного класса устройств.

Техническое сопровождение во время испытаний

Для испытаний масляных выключателей применяются следующие технические средства:

• мост переменного и постоянного тока;
• вольтметр;
• виброграф;
• мегаомметр;
• испытательные установки.
• микроометр;

Итоги испытания масляных выключателей оформляются путем составления протокола, в котором в обобщенном виде содержатся выводы о техническом состоянии оборудования и его пожарной и энергетической безопасности.

Компания «СтандартСервис» является специалистом в проведении проверок и испытаний выключателей любых типов. У нас в арсенале новейшее оборудование, предназначенное для всех необходимых замеров и исследований электрических устройств, все наши специалисты работают согласно всем правилам техники безопасности.

Сроки службы масляных выключателей

Мероприятие рекомендовано для сетевых компаний, предприятий, где имеются сети напряжения СН II.

Обеспечение надежной работы электростанций, подстанций и систем электроснабжения промышленных предприятий в значительной степени определяется безотказной работой выключателей высокого напряжения

Около 70% всех нарушений электроснабжения происходит именно в сетях 6 (10) кВ. Распределение технологических нарушений маслонаполненного оборудования, приведенное на рисунке 1.6, убедительно показывает, что наибольшее количество отказов имеют высоковольтные масляные (малообъемные и баковые) выключатели.

По данным ОАО «ФСК ЕЭС», количество технологических нарушений из-за отказа выключателей наибольшее и составляет порядка 24% от числа всех повреждений электротехнического оборудования.

Рисунок 1.6 – Распределение технологических нарушений маслонаполненного оборудования

Доля количества отказов конструктивных элементов от общего количества отказов масляных выключателей распределяется следующим образом: дугогасящая камера – 18%, привод – 26%, цепи управления – 42%, опорная изоляция и вводы – 14%.

Среднее время восстановления одного отказа сетей 6 (10) кВ составляет более 3 часов. Кроме того, для электрооборудования, отработавшего более 30 лет, затраты на ремонт превышают средние показатели по отрасли в 3 раза. У наиболее изношенного электрооборудования затраты на техническое обслуживание и ремонт за срок службы в 2,5-3,5 раза превосходят затраты, необходимые для установки нового электрооборудования. Поэтому особую актуальность приобретает необходимость обеспечения надежности сетей 6-35 кВ, в том числе на основе замены изношенных и морально устаревших выключателей.

Наряду с физическим износом оборудования происходит его моральное старение. Средний технический уровень установленного станционного и подстанционного коммутационного оборудования соответствует оборудованию, которое эксплуатировалось в ведущих странах мира 30 лет назад. Вместе с тем тенденции развития высоковольтных выключателей 6–35 кВ, приведенные на рис. 4, показывают устойчивый рост применения в мире вакуумных выключателей.

Рисунок – Развитие высоковольтных выключателей 6-35 кВ

Развитие вакуумных выключателей связано с тем, что вакуум является идеальной изоляционной средой, так как ионизация молекул газа путем соударения с ними электронов чрезвычайно мала, а значит, практически исключено лавинообразное нарастание количества заряженных частиц из-за весьма низкой плотности газа. Поэтому электрическая прочность изоляционного межконтактного промежутка в вакууме значительно выше, а длина дуги значительно меньше, чем в масляных, элегазовых и воздушных выключателях. Это позволяет существенно снизить габариты дугогасительной камеры вакуумного выключателя. Сравнение разрядного импульсного пробивного напряжения Uпр в зависимости от величины межконтактного промежутка S в различных дугогасящих средах представлено на рис. 5.

Предлагаемое техническое решение

Предлагается взамен устаревших масляных выключателей установить вакуумные выключатели (Рисунок 1.7).

Принцип действия вакуумного выключателя основан на том, что вакуум в нём используется как среда для гашения электрической дуги, так как разряжённый газ обладает наибольшим числом сопротивления возникновению электропроводимости.

Рисунок 1.7 – Вакуумный выключатель BB/TEL

Исключительно простая кинематическая схема, небольшое число деталей, незначительное трение движущихся частей, способных работать без смазки, и замена механической защелки на магнитную обеспечивают вакуумные выключатели большую механическую стойкость и надежность в течение всего срока службы без проведения ремонтных работ. То есть не требуются проведение среднего и капитального ремонтов в течение всего срока их службы.

Применение вакуумных выключателей позволяет полностью отказаться от затрат на поддержание работоспособности выключателя, так как на протяжении всего срока службы не требует проведения ремонтных работ любой сложности, что отражено в сопроводительной документации на выключатель.

Простая конструкция выключателя на современных компонентах имеют несущественный износ на протяжении 30 лет или 100 000 операций включение/отключение.

Требуется лишь профилактический контроль технического состояния выключателей – рекомендуется проводить в следующие сроки:

при вводе в эксплуатацию,

первую проверку – через 2 года эксплуатации,

повторные – через каждые 5 лет.

В объем профилактического контроля входят: проверка общего состояния выключателя, посредством внешнего осмотра; проверка работоспособности; измерение сопротивления главной цепи; испытание изоляции переменным одноминутным напряжением; протирка изоляции.

Достоинства вакуумного выключателя:

высокая коммутационная износостойкость;

пожаро- и взрывобезопасность;

отсутствие шума при операциях;

отсутствие загрязнения окружающей среды;

малые эксплуатационные расходы.

Недостатки вакуумного выключателя:

сравнительно небольшие номинальные токи и токи отключения;

возможность коммутационных перенапряжений при отключении малых индуктивных токов;

небольшой ресурс дугогасительного устройства по отключению токов короткого замыкания.

Эксплуатационные затраты складываются из затрат на материалы для капитального и текущего ремонта выключателей, и заработной платы обслуживающего персонала. Так как ремонты проводятся не каждый год, то для сравнения определяются затраты приведенные к одному году, руб.

где , – периодичность проведения текущих и капитальных ремонтов соответственно;

, – затраты на материалы при проведении текущих и капитальных ремонтов, руб.;

, – затраты на оплату труда ремонтного персонала, руб.

Итоговая экономия от замены выключателей составит, руб.

где – эксплуатационные затраты на обслуживание масленого выключателя, руб.;

– эксплуатационные затраты на обслуживание вакуумного выключателя, руб.;

– количество меняемых выключателей.

Данное мероприятие имеет длительный срок окупаемости. Однако дополнительными стимулами внедрения мероприятия является обеспечение пожарной безопасности за счёт замены выключателей с пожароопасной масляной средой на вакуумные, а также существенное повышение надежности системы электроснабжения предприятия, что снижает вероятность недовыпуска продукции.

Сроки службы масляных выключателей

Высоковольтный трехполюсный выключатель типа С-35М-630-10 предназначен для коммутации электрических цепей при нормальных и аварийных режимах в сетях трехфазного переменного тока частотой 50(60) Гц с номинальным напряжением 35 кВ. Выключатель управляется электромагнитным приводом ПЭМУ-500 или пружинным ПП-67.

Структура условного обозначения

выключателя С-35М-630-10ХХ1:
С — серия;
35 — номинальное напряжение, кВ;
М — модернизированный;
630 — номинальный ток, А;
10 — номинальный ток отключения, кА;
Х — А и Б (вводы с длиной пути утечки внешней изоляции
категории А и Б по ГОСТ 9920-89);
Х1 — климатическое исполнение (У, Т, ХЛ) и категория
размещения по ГОСТ 15150-69 и ГОСТ 15543.1-89. встроенного трансформатора тока ТВ35-Х/5Х2:
Т — трансформатор;
В — встроенный;
35 — номинальное напряжение, кВ;
Х — номинальный первичный ток, А (50; 75; 100; 150; 200; 300;
400; 600);
5 — номинальный вторичный ток, А;
Х2 — климатическое исполнение (УХЛ, Т) и категория размещения
по ГОСТ 15150-69 и ГОСТ 15543.1-89. электромагнитного привода ПЭМУ-500Х2:
П — привод;
ЭМ — электромагнитный;
У — универсальный;
500 — условное значение потенциальной (статической) работы
включения при номинальном напряжении на зажимах включающего
электромагнита, Дж;
Х2 — климатическое исполнение (УХЛ, Т) и категория размещения
по ГОСТ 15150-69 и ГОСТ 15543.1-89.

Высота над уровнем моря не более 1000 м.
&nbsp&nbspВерхнее рабочее и эффективное значение температуры окружающего воздуха от 40 до минус 45°С.
&nbsp&nbspТребования техники безопасности по ГОСТ 12.2.007.3-75.
&nbsp&nbspВыключатель соответствует ГОСТ 687-78, ТУ 16-520.129-78. ТУ 16-520.129-78

Номинальное напряжение, кВ — 35 Номинальный ток, А — 630 Номинальный ток отключения, кА — 10(8 1 ) Содержание апериодической составляющей, % — 35 Параметры тока включения, кА: наибольший пик — 26(20 1 ) начальное действующее значение периодической составляющей — 10(8 1 ) Параметры сквозного тока КЗ: ток электродинамической стойкости, кА — 26(20 1 ) начальное действующее значение периодической составляющей, кА — 10(8 1 ) среднеквадратичное значение тока за время его протекания (ток термической стойкости), кА — 10(8 1 ) время протекания тока КЗ, с — 4 Бестоковая пауза при АПВ, с — 0,7 Собственное время отключения выключателя, с: с электромагнитным приводом — 0,04 с пружинным приводом — 0,12 Время отключения выключателя с электромагнитным приводом, с — 0,08 Собственное время включения выключателя при номинальном напряжении на зажимах включающей катушки, с: с электромагнитным приводом — 0,3 с пружинным приводом — 0,4 Время завода включающих пружин пружинного привода при номинальном напряжении на зажимах электродвигателя заводящего устройства, с — 30 Коммутационная износостойкость (допускаемое для каждого полюса выключателя без осмотра и ремонта дугогасительного устройства суммарное количество операций включения и отключения): при номинальном токе отключения — 17 при токах КЗ свыше 30 до 60% номинального тока отключения — 40 при нагрузочных токах — 75 Показатели надежности выключателя: ресурс по механической стойкости до капитального ремонта, количество циклов В-t_п-О: с электромагнитным приводом ПЭМУ-500 — 5000 с пружинным приводом ПП-67 — 2000 средний срок службы до среднего ремонта, лет — 8 срок службы до списания, лет — 25 Номинальное напряжение элементов подогревательных устройств баков и шкафа привода, В — 220 Мощность элементов подогревательных устройств, кВт: бака — 0,8 шкафа привода — 0,4 Длина пути утечки внешней изоляции, см: категория А — 70 категория Б — 105 Сопротивление, Ом: токопроводящего контура полюса выключателя — 310/270 2 ввода — 60 камеры — 180/130 2 Масса (без масла), кг: выключателя с приводом ПЭМУ-500: — 810/840 3 с приводом ПП-67 — 915/945 3 без привода — 715/745 3 трансформаторного масла — 230 Статическая нагрузка на фундамент (сила, прикладываемая по оси среднего полюса, умноженная на коэффициент динамичности 2), кгс: вверх — 3000 вниз — 4000
&nbsp&nbsp 1 Для выключателя 60 Гц.
&nbsp&nbsp 2 Значения, относящиеся к выключателю в исполнении Т.
&nbsp&nbsp 3 Значения, относящиеся к выключателю с вводом категории Б.
&nbsp&nbsp 4 Трансформаторное масло в поставку завода не ходит.
&nbsp&nbspГарантийный срок для внутригосударственных поставок — 5 лет со дня ввода выключателя в эксплуатацию, для экспортных поставок — 2 года со дня ввода выключателя в эксплуатацию, но не более 2,5 лет с момента проследования его через государственную границу.

Конструкция и принцип действия

Выключатель типа С-35М-630-10 (рис. 1-3) состоит из собственно выключателя, встроенных трансформаторов тока, устройства для электроподогрева масла и шкафа с приводом.

&nbsp&nbspОбщий вид, габаритные, установочные и присоединительные размеры выключателя с пружинным приводом типа ПП-67
&nbsp&nbsp * Размеры для справок.

&nbsp&nbspВыключатель — трехполюсный, каждый полюс которого собран на отдельной крышке и помещен в отдельный бак. Все полюсы механически связаны между собой, смонтированы на общем сварном каркасе и управляются одним приводом.
&nbsp&nbspВ каждом полюсе выключателя крышка является основанием, к которому крепятся все остальные узлы (рис. 4). Крышки полюсов соединены между собой в один комплект при помощи междуполюсных муфт.

&nbsp&nbspОбщий вид полюса выключателя:
&nbsp&nbsp1 — масловыпускатель;
&nbsp&nbsp2 — бак;
&nbsp&nbsp3 — внутрибаковая изоляция;
&nbsp&nbsp4 — ввод;
&nbsp&nbsp5 — трансформатор тока;
&nbsp&nbsp6 — штанга механизма;
&nbsp&nbsp7 — колодка;
&nbsp&nbsp8 — неподвижный контакт;
&nbsp&nbsp9 — дугогасительная камера;
&nbsp&nbsp10 — устройство для подогрева
&nbsp&nbspДля отвода продуктов разложения масла, образующихся в процессе гашения дуги, и для предохранения баков от повреждения высоким давлением к торцам крышек присоединены газоотводы, совмещенные с предохранительным клапаном.
&nbsp&nbspК крышкам полюсов подвешиваются баки, в которых установлена внутрибаковая изоляция. В нижней части бака, под дном, установлено устройство для подогрева масла, которое включается при температуре окружающего воздуха от минус 15°С и ниже.
&nbsp&nbspБаки заполняются маслом через отверстие в крышке механизма, закрываемое пробкой с резьбой М27.
&nbsp&nbspБаки снабжены маслоуказателями и маслоспускными устройствами.
&nbsp&nbspПод крышкой каждого полюса установлен приводной механизм, состоящий из системы рычагов. Механизм обеспечивает прямолинейное движение изоляционной штанги, несущей подвижную дугогасительную камеру.
&nbsp&nbspДля обеспечения прямолинейности движения нижнего конца штанги последняя пропущена через направляющий бакелитовый цилиндр, закрепленный на коробке механизма. В цилиндрах имеются масляные буферы, смягчающие удары движущихся частей при отключении.
&nbsp&nbspЧерез отверстия в крышках пропущены вводы конденсаторного типа. В зависимости от заказа вводы изготовляются с длиной пути утечки внешней изоляции категории А (нормальное исполнение) или категории Б (усиленное исполнение) согласно ГОСТ 9920-89.
&nbsp&nbspНа верхний конец ввода навинчен медный наконечник со стальным колпаком. Для присоединения внешней ошиновки наконечник имеет резьбу М30 и снабжен двумя контргайками. К нижнему концу ввода при помощи контактной колодки крепится неподвижный Г-образный контакт. Для обеспечения дугостойкости и повышения коммутационного ресурса на контактах имеются металлокерамические наконечники.
&nbsp&nbspК нижней части штанги крепится подвижная дугогасительная камера (рис. 5), которая состоит из двух одинаковых корпусов, соединенных между собой стяжными болтами.

&nbsp&nbspПодвижная дугогасительная камера:
&nbsp&nbsp1 — корпус;
&nbsp&nbsp2 — корпус камеры;
&nbsp&nbsp3 — контактная пружина;
&nbsp&nbsp4 — токоведущая перемычка
&nbsp&nbspВнутренняя полость корпуса в камере облицована дугостойким изоляционным материалом. В выхлопных отверстиях, расположенных в верхней части с боков камеры, установлены втулки из дугостойкого изоляционного материала.
&nbsp&nbspВнутри камеры имеется подвижный контакт, выполненный в форме перемычки, который опирается на четыре контактные пружины. Пружины являются буфером, смягчающим удар контакта камеры о неподвижные контакты при включении, и обеспечивают необходимое контактное нажатие во время работы выключателя. Подвижный и неподвижный контакты снабжены металлокерамическими напайками.
&nbsp&nbspПод крышкой каждого полюса, по одному на ввод, установлены встроенные трансформаторы тока, предназначенные для подключения цепей защиты и измерительных приборов (рис. 6). Концы трансформаторов тока от трех полюсов выключателя выведены через общую трубу на среднем полюсе и подведены в шкаф привода, где они присоединены к специально для них предназначенным зажимам.

&nbsp&nbspСхема соединения встроенных трансформаторов тока:
&nbsp&nbspI, II, III — полюса:
&nbsp&nbspa — шкаф привода
&nbsp&nbspx — любой из остальных концов вторичной обмотки трансформаторов
&nbsp&nbspтока
&nbsp&nbspКаркас выключателя изготовлен из угловой стали. На каркасе укреплена лебедка для подъема и опускания баков, там же расположен болт заземления. К каркасу крепится шкаф с приводом.
&nbsp&nbspПРИВОД ВЫКЛЮЧАТЕЛЯ
&nbsp&nbspЭлектрическая схема управления приводом выключателя приведена на рис. 7.

&nbsp&nbspЭлектрическая схема управления приводом:
&nbsp&nbspа — исполнение IV;
&nbsp&nbspб — исполнение T1;
&nbsp&nbspв — исполнение ХЛ1;
&nbsp&nbspI — пульт управления;
&nbsp&nbspII — от трансформаторов тока
&nbsp&nbspПривод (рис. 8) представляет собой обособленный агрегат, состоящий собственно из привода типа ПЭМУ-500 и герметизированного шкафа, в котором, кроме привода, размещены низковольтный контактор, блоки зажимов для присоединения проводки от трансформаторов тока и проводов цепей сигнализации и управления, кабельная муфта. На стенке шкафа установлен болт заземления.